Published: 01/17/2013
Published: 01/17/2013
La lutita Marcellus está compuesta por muchas laminaciones delgadas, cada una de las cuales exhibe sus propias propiedades mecánicas. A medida que un tramo lateral atraviesa estas laminaciones, aparece en el pozo una considerable heterogeneidad lateral. Por este motivo, la producción exhibe una variabilidad significativa entre pozos aparentemente idénticos. Esta heterogeneidad observada también contribuye a generar problemas de terminación, tales como incremento de las tasas de arenamiento, altas presiones de tratamiento y tiempos de bombeo extendidos. A fin de mitigar algunos de estos desafíos, Seneca Resources se asoció con Schlumberger para la ejecución de una prueba conceptual de tres pozos que compara una metodología de terminación específicamente diseñada con el enfoque convencional.
Para el pozo A se utilizó un espaciamiento geométrico de los disparos, en tanto que para los pozos B y C se utilizaron diseños técnicos. Por cuestiones de consistencia, los tres pozos fueron:
Schlumberger bajó las herramientas de mediciones de saturación del yacimiento RST y la de barrido acústico Sonic Scanner con cable para ayudar a determinar la litología y los esfuerzos presentes a lo largo de los tramos laterales. El software Mangrove permitió a los ingenieros analizar los datos y desarrollar estrategias de terminación de pozos optimizadas para los pozos B y C en menos de una hora. Los tres pozos fueron estimulados simultáneamente, utilizando el método de fracturamiento “tipo cierre,” que alterna las etapas entre los pozos. Mientras un pozo se sometía a fracturamiento, un segundo equipo de trabajo ejecutaba operaciones de taponamiento y disparo en el siguiente.
El servicio de monitoreo microsísmico en tiempo real StimMAP LIVE demostró que aproximadamente un 35% de los grupos de disparos en el tramo lateral del pozo A experimentó de escasa a nula actividad microsísmica. Por el contrario, sólo un 20% de los grupos de disparos de los pozos B y C exhibió un escaso o nulo evento microsísmico. Considerado sobre una base “por metro,” el pozo B, que se encontraba a aproximadamente la misma distancia del pozo de monitoreo que el pozo A, mostró un volumen estimulado 25% mayor.
Las tasas iniciales de contraflujo de gas de los pozos B y C fueron respectivamente 33% y 40% más altas que la tasa del pozo A con un estrangulador de 5⁄8 pulgadas. Por otra parte, Seneca Resources observó presiones de tratamiento más bajas con tasas de bombeo más altas, lo que se tradujo en un menor riesgo operacional. En consecuencia, Seneca Resources continuó utilizando los datos microsísmicos para evaluar los tratamientos y obtuvo mediciones laterales en pozos adicionales para producir diseños de terminaciones técnicos con el software Mangrove.
Desafío: Mejorar la cobertura de las fracturas hidráulicas —y las tasas de producción— de los pozos horizontales heterogéneos en los que los tratamientos de estimulación tienden a fluir hacia las zonas de menor esfuerzo.
Solución: Utilizar las mediciones de la herramienta de control de saturación del yacimiento RST y de la herramienta Sonic Scanner para pozo entubado, transportadas dentro del tramo lateral con tractores, junto con el software de diseño centrado en un yacimiento Mangrove para diseñar las posiciones de los disparos y ayudar a distribuir los tratamientos de estimulación en forma más uniforme.
Resultados: Se obtuvo un volumen estimulado 25% más grande y tasas de flujo iniciales de gas 35% más altas que en el pozo vecino con los posicionamientos geométricos de los grupos de disparos.
